天然气站

天然气站（精选10篇）

天然气站 篇1

1 用天然气替代汽 (柴) 油的优点

天然气的主要成分是甲烷、少量的烃类和二氧化碳, 它能够代替汽油柴油供给汽车必要的能量的前提在于它燃烧的效果与性能与这两种物质相似, 并且在保护环境和预防火灾和爆炸方面有一定优势。

1.1 污染少

汽车尾气对于一个城市空气的污染是巨大的, 能够占到总污染的3/5以上, 这是由于使用油类能源的尾气中含有CO, SO2等, 比起这些车辆, 使用天然气的一氧化碳含量仅是前者的3%, 其他气体的排放量也相应减少30%-90%, 在目前染料市场上来看, 选用天然气是最佳选择。

1.2 运行费用低

按汽油3元/kg, 天然气1.5元/m3计, 相比较来看天然气的价格便宜很多, 每公里能节约0.26元。虽然将普通的燃油汽车变为可添加天然气和普通染料的双功能汽车需要一定的花费, 大概在6000元人民币到10000元人民币左右, 但是这个花费在一年的时间就能收回成本费。

1.3 运行安全

空气的密度要大于天然气的密度, 所以后者如果发生意外泄漏会很快飘升, 不会聚集, 并且它的爆炸点要大大高于普通染料, 从而遇到明火之后产生爆炸的可能性比普通染料要小很多, 从而很大程度上能够保证行车安全。

1.4 发动机寿命延长

天然气对于发动机的保护性作用体现在对润滑药剂不产生损伤, 不会积累垃圾, 从而保证发动机的运转不受影响, 一方面能够保证汽车的运行情况良好, 另一方面也延长了能用时间, 减少维护费用。

1.5 汽车燃料可备用

目前对于天然气的直接供应还有一定的技术难度, 所以暂时应该用柴油和汽油和天然气同时供应来做一个铺垫, 这对汽车的性能也有一定的要求, 几种能源应该都能够使用。这被认为是普通能源到天然气能源的一个过渡阶段。

鉴于将汽车对汽油等能源的消耗转化为对天然气的消耗, 是符合国内外对于环保问题的探讨的, 这种形式的观念和做法都有着较为长远的前景, 但是在设计的同时应该注意内部协调, 在使用天然气的同时不影响车辆的其他工作效果。

2 天然气加气站简介

2.1 天然气质量

引入加气站的天然气质量不得低于现行国家标准《天然气》 (GB17820) 的Ⅱ类气质指标, 汽车用天然气质量应符合现行国家标准《车用压缩天然气》的规定。为了满足汽车发动机的需要和安全生产的要求, 车用压缩天然气必须达到以下技术要求: (1) 低热值等于或大于33.4MJ/Nm3; (2) H2S含量小于或等于10mg/Nm3; (3) 含尘量小于或等于5mg/Nm3; (4) CO含量小于或等于3%; (5) 脱水后气体在常压下露点温度低于或等于-54℃。

2.2 系统组成

天然气加气站由天然气引入站管道和脱硫、脱水、调压、计量、压缩、贮存、加气等主要生产工艺系统及循环冷却水、废润滑油回收、冷凝处理、供电、供水等辅助生产工艺系统组成, 可分为贮存加压生产区和加气营业辅助区。

贮存加压生产区内设天然气压缩机房 (含天然气过滤、调压、计量、压缩脱水装置和储气瓶库、天然气压缩机冷却系统) 。

加气营业辅助区设: (1) 加注区 (含天然气加气岛) 。 (2) 营业站房 (含营业室、财务室、值班室、办公室、仪表总控制室等) 。 (3) 综合辅助用房 (含高低压变配电室、消防水系统等) 。

2.3 加气系统流程

来站天然气经过滤、调压计量后经缓冲稳压后进入压缩机, 天然气压缩机将天然气压缩加压至25Mpa进入高压脱水装置除去剩余水分, 脱水后经程序控制器选择安排, 进高压储气瓶组或高压储气管束, 分不同压力储气, 不同高压天然气又在程序售气控制器下经天然气售气机向燃气汽车售气。当高压储气系统存气不足时, 经程序控制器天然气可经压缩机加压直接供给售气机, 经计量向燃气汽车售气。

2.4 生产消耗定额

目前建成的CNG加气站规模多为10000Nm3/d或15000Nm3/d、其生产消耗是影响运行成本和经济效益的重要部分, 必须严格控制。以10000Nm3/d规模的CNG加气站为例, 生产消耗如下:

天然气进站量10500-10800Nm3/d

天然气进销差500-800Nm3/d

脱硫剂耗量84.2kg/d

吸附剂耗量5kg/d

循环水量20t/d

电耗量900Kwh/d

润滑油耗量3kg/d

3 加气站建设与运行管理应注意的问题

3.1 协调管理, 落实政策, 促进加气站建设

天然气使用站规划必须进入城市设计和管理的运行轨道, 拿出先进的方案, 并且要与周围的设施等相配合修建, 要保证各方的运行程序和轨道不相矛盾, 敦促其他单位相互配合工作。对于其费用要考虑在内。成都市建设一座15000 Nm3/d CNG加气站, 仅工程建设费就需450万--500万元人民币, 为此亦需各方面管理部门协调落实国家与地方有关扶持政策, 促进CNG加气站建设加快发展。

3.2 城市管网的供气压力

天然气投入使用应当考虑到城市管网在不同时间不同日期会有不同的压力, 这个压力主要是针对于使用压缩机来说的。压力不能因为拥挤和抢时间而受到影响, 所以要加强设备和人员的警惕性, 千万不能马虎, 在对于压缩机的设计方面也要有所提升, 杜绝危险和浪费现象的发生。

3.3 合理设置储气容积

储气容积与CNG加气站规模及不均衡充气程度紧密相关。四川省地方标准《车用压缩天然气充装站建设技术规范》规定的储气容积如下:

压缩机总排气量储气总容量

对以公交或环卫车辆为主要服务对象的CNG加气站, 应尽量通过调度手段缓解加气过分集中矛盾, 减少所需储气容器。

3.4 加强管理, 提高经济效益

国外有公司提出。天然气进销价差0.08美元/Nm3是CNG加气站经营的临界值, 四川地区CNG加气站目前仅接近或低于这个值, 为此提高经济效益是当前加气站发展的紧迫问题。同时, 要提高经济效益, 还有两个重要技术环节:第一选用节能型压缩机, 运行中充分发挥其能力;第二运行时做好天然气的回收利用, 同时做好进销气的计量工作, 将天然气进销差控制在5-8%范围内。

4 结语

我国的天然气染料事业还处于不断上身的时期。对其了解程度, 利用效率和利用程度都在不断加深的过程中, 一些大中城市已经接受这项工程的推广过程, 不久的将来, 天然气将代替传统的染料方式变成一个新兴染料行业, 能够为国家的空气环境和加油行业带来前所未有的新鲜空气。当然, 这项事业还有某些值得商榷和探讨的小问题, 但是不影响其未来的发展趋势, 这要去国家, 地方能够充分发挥主观能动性, 改善这些问题, 推动天然气事业。

摘要：天然气是推动环保事业与交通运输行业的一个重要的关节点。它对空气的伤害小, 费用低, 能够保护汽车发动机, 有着非常广阔的应用前景, 而CNG加气站是这一切能成为可能的具体措施, 本文就这一设施的建设以及其运行原理和可操作性进行探讨, 期望能够找到比较合理的推广方法和问题的解决方式。

关键词：CNG汽车,CNG加气站,问题,对策

天然气站 篇2

近日发现，天然气加气站投资少效益大，但是审批流程相当复杂。下面是我整理的鄂尔多斯市的天然气加气站审批流程，不对之处请指正：

一、加气站选址

（1）业主熟悉建站政策和标准规范，在城区或交通主干道上，按靠近水、电、气源，靠近车源，加气方便，基本符合城市规划和标准规范中消防、环保、安全要求，初选建站地址；

（2）CNG主管部门（CNG专家）、建委、规划、消防、环保、设计到现场定点。

（3）在国土部门办理土地征用手续和国土证；

（4）在规划部门办理规划用地许可证、施工用地许可证。

二、有关部门立项

（1）业主向当地CNG产业主管部门或计委提出建站申请；（2）提供相应资料：立项报告、可研报告、选址定点报告；（3）CNG产业主管部门或计委批准立项。

三、项目设计

（1）初步设计前，业主向设计单位提供资料：站址地形图、天然气气质资料、气象资料、地震资料、水、电、气源资料、建站规模、设备初步选型、地勘资料、环保影响评价报告、文物调查资料等。（2）甲级设计单位作初步设计：总平面布置；单体（加气棚、站房等）建筑样式、风格；CNG加气站效果图；主要设备配置；工程总造价；水、电、气工艺初设；说明是否符合国家标准、城市规划；加气站的消防、环保、安全等是否符合标准要求。

（3）初设审查：CNG主管部门（CNG专家）计委、建委、规划、消防、环保、安办、设计、业主参加，对初设进行评审；（4）CNG主管部门或建委出具初设评审意见；

（5）施工图设计：设计单位据此作CNG加气站工艺、总图、建筑、结构、电器、给排水、暖通设计，并出施工蓝图。

四、报建

（1）初设报消防、环保审查，出据审批意见，安办办理安全三同时证书；

（2）初设总平图（含消防、环保、安办审批意见）报规划审查，进行勘测，划红线；

（3）规划办理工程规划许可证；（4）建委办理工程施工许可证；

五、建设

（1）办理设备、土建、安装、水、电、气工程、监理招标，签订合同；

（2）在质检站办理质检委托书；（3）在建委办理合同鉴证；（4）组织施工。

六、验收

（1）进行工程质检，出据质检报告；（2）进行消防、安全、环保、压力容器等单项验收，并出据单项验收报告、危险化学品安全评价报告、防雷防静电检测报告、环保评价检测报告书；

（3）在安监部门办理化学危险品经营许可证、在质监局办理压力容器使用许可证、充装注册登记证；

（4）质监部门对加气机进行校验标定，出据计量使用许可证；（5）员工到有关部门进行技术培训，取得上岗证；（6）试运行、验收整改、完善；

天然气站 篇3

【关键词】LNG加气站；气体损耗；控制措施

一、前言

LNG适用于大型货车、长途客车等大型车辆，作为清洁能源的发展方向是要大力发展加气站的建设，从建设现状来看加气站的投资、技术以及经济效益等各方面存在差异。因此，探究LNG加气站的经济效益具有现实意义。

二、LNG加气站的经济效益

1.运行费用（以笔者管理的某江苏高速上的LNG加气站为例）

加气站的运行是以加气量为第一要求，加气量即为销量也是采购量的基础，由于江苏整体LNG的车辆少于山西、河北等中西部地区，以日常运营的结果来看平均每天的加气量在10吨左右。

（1）原材料；以加气站平均每天正常加气量是10吨；加气站在日常运营过程中存在一定气体损耗，这种损耗控制不当必然会影响经济效益，从相关统计来看在加气站在日常运营过程天然气总量3%要被损耗掉，因此在采购原材料时就要按销售量1.03倍计算，以2016年平均购气价格3000元/吨（不含税价格、文中涉及价格均为不含增值税金额，下同）来计算，每年购气的成本大约是1112.4万元（10吨*3000元/吨*360天*1.03）。

（2）动力费用；按照一般规模进行计算， LNG加气站所用电量是每公斤0.02元，，每一度电按照0.9元计算，一年大约要花费7.2万元电费；每年加气站需要消耗水量约为1800m3，如果按照每立方米水价格是1.38元计算，一年下来就需要花费0.25万元；

（3）工资费用；一般规模的加气站以四班三倒，一个班两人，另配站长和收银员各一个，需要10人即可正常运转，工资及福利（包括单位替员工交纳的社会保险及公积金）每个人每个月7500元的标准发放，每年需要花费的工资共计90万元；

（4）折旧费及安全、维保费；首先折旧费，撬装站为例设备及土建大约为500万元左右，而由于加气站位于高速上，无法取得土地使有权，以租赁为主。以每公斤0.14元为土地租赁费计算年租赁费为52万元。，假如按照20年为一个折旧周期，残值率为5%，折旧费为每年24万元。其次安全及维保费用，设备长期处于运转状态，极易出现许多问题会导致安全生产，这部分资金按设备原值的2%进行预算，每年10万元；

（5）管理费用；在整个加气站正常运行时，必须要管理加气站，这个管理费用也是一笔不小费用，按照20万元进行计算。

对上面各种费用合起来计算，一般规模的加气站每年的运行成本费用大约为1315.85万元。

2.销售收入

按日销量10吨按照360天一年计算，由此可以计算出每年的销售量大约是3600吨，每吨的LNG天然气售价是4000元（不含税单价），因此每年销售的收入约为1440万元。

3.税收、利润

依照国家税法对销售天然气的规定，加气站适用13%的增值税税率，，城市建设税教育费附加费合计为12%，按照进销差价计算应交增值税每年约40万元，按照该税率计算，每年的销售税金及附加税是4.8万元。并且企业还要按照所得的25%缴纳所得税，大约为29.84万元。

对上述因素的考虑单座LNG加气站的净利润为89.51万元。下附表

4.经济效益分析

（1）加气站直接经济效益；事实上，LNG加气站和汽油二者最大差价就是加气站具有极好的经济效益。假如购进LNG天然气的价格是3元/公斤，LNG加气站销售价格是4元/公斤。而汽油价格按照5.5元每升计算，假如一辆公交车行驶100公里就要耗费15L汽油，按照每一天行驶200公里路程计算；LNG是汽（柴）油的能耗1.4倍，如果公交车换成使用LNG天然气，那么每辆公交车每一天就能够节省大约80元，一年就是2.88万元。

燃油成本=15L百公里*5.5元/升（汽油单价）*2=165（元/天）

燃LNG成本=15L百公里*4元/公斤（LNG单价）/1.4*2=85（元/天）

一天都存在这么大的差距，那么一年下来节约的资金是一个不小数目。因此这个差价激励着汽车用户而选择天然气。对加气站经济效益分析，建立一个加气站只需要短短6—7年就能够收回来，剩余就是加气站盈利。

（2）依据资金流计算，体现加气站财务盈利状况的动态指标有：首先，财务内部的收益率，财务的内部收益率主要体现进气站的盈利率，财务内部受益大约为20%，而汽车燃料行业财务内部受益大约为12%，由此可见加气站收益率超过（20%>12%）行业基准收益率；其次，财务净现值，进气站的财务净现值表示建设加气站的收益水平超出了基准收益的额外收益。财务净现值主要是使用在投资方案上，如果净现值大于零，就表示这个加气站属于盈利型，在资金运转上也就不存在困难。

三、结束语

政府及广大民众就要大力支持，要积极主动的选择天然气汽车，为LNG加气站多提供一些优惠政策，扩大加气站的规模，确保加气站健康发展。

参考文献：

[1]刘新领.LNG汽车加气站蒸发气体（BOG）产生量过大原因分析及对策[J].燃气技术，2013（06）.

天然气站 篇4

1建设项目工程分析

天然气压气站位于某省级公路西侧,交通条件良好,公路东侧为农田;站场北面100 m以外、西面1 km以外均为某村庄A,南面500 m以外是另一村庄B。

在该压气站西北侧建工艺设备区、压缩机区及压缩机厂房、后空冷区、综合设备间及消防水池等。工艺设备区布置在站场西南角,并处于干线管位上;综合设备间及消防水池布置在工艺设备区东北侧;压缩机区及压缩机厂房布置在工艺设备区及综合设备间的北侧;后空冷区紧邻压缩机区西侧布置。放空区位于站场西南方向50 m以外,处于全年主导风向的下风向。

1.1站场建设内容

压气站主要设备见表1。

1.2工艺流程

压气站站场工艺主要有过滤分离、计量调压、分输、放空功能,站内主要设备包括天然气压力调节装置和计量装置。压气站除了具有正常生产操作功能外,还有保证机组正常运行所需的辅助系统,包括燃料气供应、自动控制、润滑油系统等。压缩机选用离心式压缩机,燃气轮机驱动方案为压缩机+燃气轮机,并配相应的燃料气和辅助系统,站内燃料气取自输气干线,经调压、计量、过滤后供给燃气轮机。

1.3项目主要噪声来源

压气站主要功能是将上游来气进行除尘分离、增压后输往下一站场,运行噪声是站场运行过程中的一项主要污染。噪声主要来自调压、分离设备、燃气压缩系统,站场检修、系统超压时放空立管会产生瞬时强噪声。

(1) 过滤分离:

过滤分离器在检修(除尘)中,产生一定噪声。

(2) 放空系统:

站内系统超压时,天然气经放空立管排入大气,产生一定噪声。

(3) 燃气压缩系统:

燃气压缩机产生的噪声。

主要噪声设备及噪声范围见表2。

2项目所在地区域声环境质量现状

压气站位于农村地区,站址周围100 m内没有村庄、居民点等敏感目标和工业噪声源;站场距离某省级公路20 m左右。站场建设完成后,其北侧距离A村约100 m。

2.1声环境现状监测情况

压气站厂界噪声监测结果见表3。1号监测点同步记录监测期间的车流量,其流量结果统计见表4。根据连续2日对压气站厂界噪声监测结果,压气站厂界昼间、夜间厂界噪声分别为44.8～65.7 dB(A)和43.5～58.7 dB(A),超过《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB 12348-2008)中2类标准要求。其中,邻公路的1号监测点昼夜厂界噪声均超标;北侧的4号、南侧的2号监测点夜间厂界噪声超标[3]。

噪声超标主要原因是压气站东侧为省级公路,受到车流量的影响,噪声值较高。

站场正北的A村住户约60户左右,沿省级公路西侧分布,据现场调查,公路附近的居民不同程度受到公路噪声的影响。

注:标准﹡为《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB 12348-2008)

2.2主要声环境保护目标

严格控制压气站的噪声,做到达标排放,使站场建成后周围的环境质量保持现有的功能。站场周围声环境保护目标见表5。

3评价适用标准

根据当地环境保护局关于此压气站环境影响评价执行环境标准的确认函,本次声环境影响评价执行以下标准:

(1)环境质量标准。站场环境噪声评价执行《声环境质量标准》(GB 3096-2008)中的2类标准;主干公路两侧200 m内执行《声环境质量标准》(GB 3096-2008)中的4a类标准。

(2)污染物排放标准。厂界噪声执行《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB 12348-2008)中的2类标准;施工期噪声执行《建筑施工场界噪声限值》(GB 12523-90)。

4声环境影响分析

4.1施工期

(1) 运输车辆噪声:

在设备、器材运往站场的过程中,运输车辆的使用对沿线交通会产生一定影响,同时,车辆噪声对运输沿线近距离居民产生影响。

(2) 施工噪声:

施工期主要采用挖掘机、推土机、打桩机等施工设备,声源强度约75～105 dB(A)。根据噪声衰减模式计算,要满足《建筑施工场界噪声限值》(GB 12523-90)夜间55 dB(A)限值要求。衰减距离必须达到316 m。由于站场距离最近的村庄A村大约100 m,因此,施工中应注意避免夜间施工。

4.2噪声环境影响分析

工艺站场的主要噪声源包括燃气压缩机组、空冷器、分离器、空气压缩系统、阀门及调压设备、放空系统等,放空系统噪声只有在紧急事故状态下才会产生。

项目拟采用以下防噪降噪措施:燃气压缩机组安装于专门的机房内,基础减震;机房采用隔声门窗、墙壁吸声;空冷器四周设置隔声屏;压缩机设在机房内;在压缩机的进气口、排气口设置消声装置;机泵等选用低噪声设备;选用高质量节流阀减小站内管线流速;站界绿化等来降低噪声的排放值。噪声预测模式如下:

undefined

式中:Loct(r)——点声源在预测点产生的倍频带声压级;

Loct(r0)——参考位置r0处的倍频带声压级;

r ——预测点距声源的距离,m;

r0——参考位置距声源的距离,m;

Loct ——各种因素引起的衰减量(包括声屏障、遮挡物和空气吸收、地面效应引起的衰减量)。

各噪声源中,燃气压缩机组和空冷器噪声较大,燃气压缩机组取110 dB(A),空冷器取92.5 dB(A),选取这两者进行叠加计算。

考虑各种降噪、隔声措施及距离衰减之后,将噪声源代入模式计算。对站界的贡献值见表6。由表6可见,可以做到站界达标,站界噪声满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB 12348-2008)中2类标准要求,对声敏感点—A村贡献不大[4,5,6,7]。

5防治措施

(1)燃气压缩机组安装于专门的机房内,基础减震;

(2)机房采用隔声门窗、墙壁吸声;

(3)空冷器四周设置隔声屏;

(4)压缩机设在机房内;在压缩机的进气口、排气口设置消声装置;

(5)机泵等选用低噪声设备;

(6)选用高质量节流阀减小站内管线流速;

(7)站界绿化。

6结论与建议

(1) 施工期环境影响主要来自车辆运输及站场建设带来的噪声及扬尘污染,建设周期短,因此其影响可以接受。

(2) 本工程正常运行期间污染物产生量很少,运行期环境影响主要来自站内压缩机、空冷器等高噪声设备产生的噪声,主要表现在夜间。通过采取一系列防噪、隔声措施,预计站界噪声可达标排放,对声敏感目标贡献不大。

当站场超压时,会产生强噪声,发生概率很小(1～2次/年),且持续时间很短,因此,只会出现短暂影响。

(3) 强化工程施工阶段的环境管理,在施工期间,应对工程实施环境保护监理,更好的执行环境保护措施。

(4) 限制车辆、人员的活动范围,施工产生的废水不得随意排放。

(5) 工程建成后,在运行期应加强管理,提高工作人员的管理水平,降低事故的发生率。

(6) 建立专职的环境保护机构,配备环保人员;运营期进行定期厂界噪声监测,监测频率为至少2次/年。

综上所述, 本工程对环境的影响不大, 只要认真

落实各项环境保护措施,可将工程对环境的影响降低到最低程度。从环境保护角度分析,本项目建设是可行的。

摘要：以某天然气压气站为例,对其进行工程分析,分析了工程主要噪声来源,通过对声环境现状监测结果和主要声环境保护目标的分析,介绍了工程所在地区域声环境质量现状,提出了评价标准。通过对工程施工期和营运期声环境分析计算的结果表明:压气站站界噪声可以达到《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB 12348-2008)中2类标准要求,对声敏感点A村贡献不大,最后提出相应的噪声防治措施。

关键词：天然气压气站,噪声,环境影响评价,噪声预测,措施

参考文献

[1]石晓枫,张毅.水泥厂生产噪声环境影响评价与分析[J].噪声与振动控制,1999,5:43-45.

[2]开培珍,王忠,潘宁,等.常用噪声评价量的比较[J].环境保护,2000,3:25.

[3]陈子明.工业企业噪声环境影响评价中的布点与预测时段的选择[J]城市环境与城市生态,1997,10(2):40-41.

[4]韩梅,师德斌,张鹭.试议噪声环境影响评价预测模式的应用[J].黑龙江环境通报,1997,21(2):60-62.

[5]周新祥,李海东.空压机噪声源的数学模型建立[J].鞍山钢铁学院学报,1999,22(2):65-67.

[6]环境保护部环境工程评估中心编.环境影响评价技术导则与标准[M],北京:中国环境科学出版社,2010.

天然气加气站岗位职责 篇5

加气站岗位职责

第一条 遵守公司各项规章制度和加气站日常安全生产管理制度，维护生产秩序。第二条 热爱集体、热爱劳动、勤俭节约、爱护公物。

第三条 热爱本职工作，努力学习，提高政治、文化科技及业务水平。第四条 忠于职守、精心操作、精心维护加气站设备。第五条 搞好安全生产，做好充装售气工作，提高经济效益。第六条 严格执行各岗位操作规程，坚守工作岗位，严禁擅离职守。

第七条 服务要礼貌待人，语言文明，态度和蔼、衣着整洁，维护公司和加气站形象。

第八条 不准无关人员进入生产作业车间和区域，车辆不准载客加气。第九条 加气站内禁止吸烟，携带明火和火种进入。

第十条 及时做好加气站各项工作记录，按时做好安全检查，消除安全隐患。

加气站站长职责

第一条 在分管副总经理领导下开展工作，对加气站内各项工作负全面责任，带领职工做到服从命令、听从指挥。

第二条 对加气站内各项工作完成情况进行指导协调、检查、考核、积极主动与协作单位和协作人配合，按时完成生产、工作任务，及时做好信息反馈工作。第三条 努力学习业务知识和工艺流程，不断提高业务水平和操作技能。第四条 熟知各项安全制度，经常对职工进行安全教育，发现问题及时解决，确保责任范围内的安全。

第五条 教育职工遵纪守法，自觉遵守公司的各项规章制度，发现违章及时纠正，情节严重者按有关规定处理。

第六条 认真贯彻执行国家、上级有关安全生产的方针、政策，经常对职工进行政治教育和职业道德教育，提高精神文明素质，要树立“文明礼貌、服务至上”的原则。第七条 根据生产任务负责安全管理、劳动管理、抓好文明生产、行政管理。经常督促检查职工的生产工作情况。

第八条 及时了解职工思想动态，协调关系，解决矛盾，关心职工生活，努力解决职工生活困难，作好思想工作，保证安定团结。

第九条 组织职工参加公司的各种活动，提高职工的集体荣誉感和凝聚力。第十条 按时完成上级领导交办的临时性任务，有权拒绝上级的不安全指令。

加气站安全员职责

第一条 在站长领导下开展工作，认真贯彻执行国家、上级有关安全生产的方针、政策、执行公司各项安全管理制度和安全操作规程，完成上级交给的工作，对本站安全工作进行检查。

第二条 在上级主管安全工作负责人的领导下，开展本站的安全生产工作。第三条 组织本站的各项安全检查，对查出的隐患进行登记，并向上级领导报告，提出解决办法，并认真落实解决。

第四条 对本站的安全生产设施要经常进行检查，及时定期申报对安全阀、压力表、温度计、压力容器等设备安全检验计划，保证设备状态良好、灵敏可靠。

第五条 定期组织本站职工认真学习安全管理制度和安全操作规程及紧急应急预案、上级有关的安全规定，并负责监督执行，发现违章要立即制止。负责对新职工进行本站级的安全教育。

第六条 根据本站情况和职工思想状况，开好班前班后会，部署安全注意事项。认真执行交接班制度，经常开展安全自查工作。

第七条 督查本站人员正确使用防护用品，做好女职工的“四期”保护工作。第八条 参加本站重大作业方案和安全措施的制定，对现场施工作业和安全措施进行监督和检查，并向上级领导汇报。

第九条 定期检查消防设施与器材是否完好有效，并建立消防安全档案，及时更换过期、损坏的消防器材，组织本站人员进行消防活动。

第十条 将安全生产纳入各项评比工作中，对不认真消除隐患或违反安全制度的现象予以警告。

第十一条 发生事故要及时组织抢险，做好详细记录，保护好现场并立即上报。做好事后的调查分析工作，教育职工吸取教训。

第十二条 有权拒绝上级不科学、不安全的生产指令，对违章作业有权停止其工作。

加气站班长职责

第一条 在站长领导下开展工作，带领本班组职工做到服从命令，听从指挥。积极主动与协作部门和协作人员配合，按时完成生产工作任务。

第二条 以身作则带领本班职工认真遵守各项规章制度，严格执行安全操作规程，发现问题及时解决、上报，保证责任范围内的安全，做好信息反馈工作。第三条 努力钻研业务知识，熟知本岗位工艺流程和安全操作规程，不断提高对各种设备的操作技能。

第四条 带领本班组职工做好各项巡视检查工作，认真记录，如实反馈，认真完成好交接班工作。

第五条 搞好本班组的团结，做到文明生产、礼貌待人、优质服务，组织好本班组各类会议，搞好本班组卫生工作。按时完成领导交办的临时性工作。

加气工岗位职责

第一条 认真贯彻执行上级部门的方针、政策，严格遵守CNG加气站的各项规章制度。第二条 熟知并掌握加气设备的技术指标和操作标准，了解加气站设备的主要技术特征。

第三条 严格遵守着装规定，坚守岗位，如实做好交接班、巡检及车辆加气记录，做到数字准确，填写整齐、字迹清楚。

第四条 严格按照操作规程进行加气工作，严禁脱岗，发现异常情况应立即停止加气，防止意外事故发生。

第五条

熟知消防常识，能正确使用灭火器材，熟记消防和上级主管部门的电话号码。

第六条 做好站内安全保卫工作，保管好加气设备，搞好站内的环境卫生和清洁工作。

第七条 按时完成领导交办的临时性工作。

第八条 加气工如果违反操作规程造成的人员伤害和设备损失由当事人负责。

加气站运行人员巡回检查制度

加气站当班值班人员必须按时对压缩机、干燥器、储气设备等处于运转状态的设备进行巡检，保障设备安全运转，发现隐患及时处理、及时上报，做好记录。第一条 设备在正常运转状态及有车辆加气时值班运行人员必须对配电室、主控室及其压缩机组、干燥器、储气设备、加售气系统每30分种巡检一次，检查设备的运行状况，对设备的运行参数进行分析记录。检查运转设备有无异声，是否正常。第二条 当压缩机（组）处于非运转状态无车辆加气时，岗位运行值班人员须每小时对站内各种设备、管线进行巡视检查，并按时填写巡回检查表，确保记录真实准确、字迹清楚。

第三条 干燥器系统每班次必须在停机时做一次排污工作，并记录检查压差值。第四条 压缩机系统每30分检查一次运转状况，每班每天至少排放一次废油（停机时），压缩机启动时检查风扇面叶窗的开启状态。

第五条 每30分查看一次主控柜各读数是否在正常范围内。

第六条 必须做好设备启动时的初始运转记录，准确记录设备的启停时间。第七条 随时清理设备上的油渍，保持设备干净整洁，及时清理近旁的无关杂物，防止影响设备正常运转。

第八条 关站前必须在设备停机后方可关断设备电源，并关好屋门。

第九条 遇到紧急情况要做到及时、准确、迅速，严格按操作规程和应急方案进行处理，并立即通报有关领导。

交接班管理制度

第一条 所有交接班人员都必须认真执行交接班制度，搞好班组团结，共同完成安全运行生产任务。

第二条 接班人员必须提前15分钟到达工作岗位，由交班人员介绍站内及设备情况，接班人员必须详细阅读交接班记录，必要时核查各种数据，确认无问题并签字后，交班人员方可离开工作岗位。第三条 交接班工作必须在工作岗位上进行。接班人员未到时，交班人员不得离开工作岗位，特殊情况报站长或值班干部进行处理。交接班时态度要严肃认真，如因交接不严肃发生的故障或事故由当班班次负责。

第四条接班人员有权提出工作中的一切疑问，交班人员必须耐心解释说明，不得耍态度或为难他人。

第五条 因接班人员没有详细检查而发生一切问题，由接班人员负责。

第六条 凡接班时带有酒意、精神不振或精神不正常者，不得接班，交班人员要及时汇报领导处理。

第七条 接班人员在接班前必须预先穿戴好一切防护用品，佩带好工具，交班人员在没有交班前不准换掉防护用品。

第八条 在交接班中发生的一切问题、事故由双方共同处理，如果时间较长，交班人员得到接班人员同意或领导批准后，方可下班。

第九条 交接班人员填写记录须字迹清楚、工整、真实、按时填写，不得后补编造，涂改乱画。

第十条 交接班记录不得有空项，运行人员一栏必须由本人自己填写，他人不得代签，凡发现代签者，罚款100元，其他内容由当班负责人填写。

第十一条 交接班记录本必须随班交给接班负责人，不得转交他人，不得遗失。第十二条 交接班记录内容如下：

①本班运行工况，设备完好，故障部位及初步原因分析；②交接班时运行台号、设备号及油位值；

③本班做了哪些维护工作，发现处理了哪些事故隐患； ④工具、保护用品及站内公用设施的齐全及短缺情况；⑤各类统计数据、运行表、电话记录及来访接待记录；⑥站房、设备的卫生情况、各房间钥匙。

第十三条 凡是在当班期间设备有故障的必须填写在交接班记录和检查表上，并详细记录故障处理经过。

第十四条 当白班使用A机时，夜班或下一班接班后须改运行B机，对停用的压缩机及时进行排污，记录好排污量；如使用双机时，需在交班前进行排污，不得推给下一班。

第十五条 各班在下班前必须将压缩机曲轴箱油位注到1/2至2/3处，储油箱油位在规定制度以上时方可交班。第十六条 交接班程序

①各岗位分别通报设备巡检及系统运行情况。

②交接双方由负责人分别汇总巡查主控柜各参数、干燥器各表指示值、压缩机仪表及配电室各仪表指示是否正常，工具是否齐全。③交接双方负责人签字交接。

④交接完毕后，各岗位接班人员进岗，随后交班人员撤岗。

第十七条 两班交接之前，带班负责人带领本班人员做好各项班前准备工作，待上岗人员换好工作服、佩戴好服务证章、集合本班全体人员召开班前会。第十八条 班前会内容：

我国天然气汽车加气站研究 篇6

进入新世纪以来, 随着国际社会传统资源的储量越来越少, 国际社会越来越开始重视对新能源的开发与利用, 天然气由于其燃烧充分、污染小等性能深受国际社会的欢迎。汽车尾气污染也已经成为当前我国社会重要的污染物, 在这种发展形势下, 对液化天然气汽车加气站的建设就显得尤为重要。这样不仅可以有效的节约资源, 而且还可以减少对大气环境的破坏, 对于社会的可持续发展是非常关键的。虽然说液化天然气汽车加气站的供气系统较为简单, 而且有些技术也相对成熟。但由于一些条件的限制, 我国在天然气发展方面还存在一定的问题与不足, 这严重制约了天然气的顺利发展。这突出表现在以下几个方面:一是在液化天然气加气站工作过程中必须要有连续加气站的管线, 这使得成本增加。二是在工作的过程中, 必须要建立一套对天然气进行压缩与冷却的装置, 这使得技术需要的必要性程度进一步增加。三是必须要建立除尘、脱水、脱硫等配置装置, 这些附加条件使得天然气成本增加, 如果增加液化天然气价格, 则会相应的减少用户, 如果减少价格, 又会让企业亏损。因此, 如何平衡二者之间的关系, 使天然气汽车加气站得以稳步发展就成为当前的热点问题。随着我国对液化天然气的重视程度不断增加, 国内的天然气发展的速度也在不断增加。据不完全统计, 我国目前共有液化天然气汽车五十万余辆, 这有效的减少了空气污染程度。对于我国社会发展而言, 液化天然气汽车是一种既能节能减排又安全舒适的环保型汽车, 而且液化天然气汽车的行驶速度与行驶里程都较好, 在可持续社会发展的今天, 具有较好的发展前景。液化天然气加气站是一种电力消耗较小、储存量大的一种新型加气站, 对于未来社会的发展有着重要的推动意义。

2液化天然气汽车加气站的发展概况

液化天然气汽车加气站由于其灵活的特性深受社会的欢迎, 它在结构流程上都较为简单, 但是它也只能为汽车进行加气, 特别是在加气站的位置选择上, 要充分考虑城市的发展特点及天然气管道的建设。同时, 对于液化天然气的储存、液化等要求都是比较高的, 液化天然气汽车加气站的结构特性主要有:一是无须在城市铺设专用的管线。在结构设计的过程中, 只需要有液化天然气槽车来装卸液化天然气就可以了, 这样可以节约大量的成本。二是使用费用较低, 可以有效的节约成本。在进行天然气压缩成液化的过程中, 要比传统的压缩机节约很多。三是效率较高。在进行液化天然气给汽车加气的过程中, 可以同时给多辆汽车加气, 这就有效的节约了时间, 而且提高了经济效益, 可以对其进行有效的推广与使用。液化天然气加气站的工艺流程一共分为四步, 主要是卸车流程、调压流程、工作流程以及减压流程。这四个部分缺一不可, 要认真针对其每一步进行详细认真的规划与操作, 才可以避免出现问题。通过对液化天然气的运用, 使得汽车的使用成本大幅度降低, 工作的效率大为提高, 对社会贡献的程度增加。

3液化天然气汽车加气站的应用前景与发展趋势

液化天然气加气站作为一种新兴的社会产物, 其发展的良好特性正在被社会所认可, 它具有良好的社会推广应用前景, 它在应用的过程中以液体低温的天然气进站, 通过一定的压缩与加压使液体变成气体并对汽车进行加气, 在这种工作模式下, 有效的减少了环境污染, 而且工作时的噪音很小, 防止出现噪音污染。目前, 我国新建的液化天然气加气站不再使用压缩机, 而是将压缩机作为液化天然气泵不能正常工作时的备用设备。通过对液化天然气加气站的特点进行分析, 可以看出液化天然气汽车加气站有着很好的技术经济性特点, 它可以很好的降低投资与运行成本, 具有良好的经济效益。同时, 在一些条件较好的地区可以有效的进行推广, 这有助于城市加气站网点的合理布局与优化, 方便人们的生产与生活, 使得资源的综合利用效率得到提高, 有助于推动天然气汽车产业的进一步发展。随着人们对环境的要求越来越高, 天然气汽车在将来可以得到进一步的发展与提高, 在未来的发展时期, 可以进一步扩大天然气的覆盖范围, 使更多的人们享受到天然气发展带来的便利, 这对于我国社会发展有着重要的意义。同时, 我国具有极其丰富的天然气资源, 且储量丰富, 这些丰富的天然气资源为天然气汽车加气站的发展奠定了坚实了基础。在未来的发展过程中, 要合理重视液化天然气汽车加气站的发展, 通过合理的优化与布局, 使其能够更好的促进社会发展, 为社会发展做出贡献。

参考文献

[1]贾文磊, 张增刚.天然气汽车加气站规划方法研究[J].山东建筑大学学报, 2011, (04) .

[2]刘庆宇, 刑红鹏.CNG汽车加气站若干突出问题探讨[J].中国新技术新产品, 2010, (20) .

压缩天然气加气站脱水方式比较 篇7

目前CNG加气站天然气脱水主要采取吸附法, 利用多孔性固体干燥剂对气体混合物中极性水分子的选择, 将水分从气体中分离出来, 从而达到脱水目的, 获得低露点的干燥天然气。脱水装置采用双塔结构, 其中一个塔吸附, 天然气中的水分被吸附到干燥剂表面, 输出干燥的天然气;同时另一个塔进行解吸再生。吸附与解吸以循环的方式交替进行。

吸附脱水干燥法根据工艺流程的不同可分为前置脱水 (低压脱水) 和后置脱水 (高压脱水) 。前置脱水是将天然气先吸附脱水再进入压缩机压缩, 工艺流程为:调压计量→脱水→气体压缩→气体储存→售气;后置脱水是将经过压缩机压缩的天然气吸附脱水, 工艺流程为:调压计→量气体压缩→脱水→气体储存→售气。

2 两种脱水方式的分析

2.1

技术参数比较 (表1)

2.2 投资及运行成本比较

(1) 后置脱水装置的重量和体积约为同等处理量前置脱水装置的1/4, 吸附剂装填量约为1/20, 初期投资偏低约1/2, 且前置脱水占地面积较大, 对于用地面积较小的加气站不宜采用。

(2) 运行成本方面, 后置脱水吸附剂由于承受高压作用易粉化, 加上压缩机的润滑油气化后随天然气进入吸附塔, 油分粘附于吸附剂表面导致吸附能力降低, 约半年左右需进行更换, 而对于前置脱水则不存在这种情况, 正常情况下, 前置脱水的吸附剂可连续使用3年以上;另外后置脱水的阀门、零部件承受高压作用, 使用寿命一般为6～12月, 整机寿命约为5～8年, 前置脱水低压运行, 阀门、零部件的使用寿命一般为3～5年, 整机寿命约为10～15年, 后置脱水的运行成本大大高于前置脱水。

2.3 运行安全分析

(1) 天然气属于易燃易爆气体, 爆炸极限为5—15%, 加之加气站内外存在多种点火源, 如果设备、管路发生严重泄漏, 则可能发生燃烧或爆炸。前置脱水吸附、再生压力低, 管路绝大部分采用法兰连接, 泄漏点少;后置脱水吸附塔为高压运行, 通常压力在20～25Mpa, 再生塔为低压运行, 压力为0.5～0.8 Mpa, 两塔交替吸附/再生, 每个塔处于高压/低压交变运行, 管路采用螺纹连接, 泄漏点较多。

(2) 压缩天然气压力释放过程是一个强吸热过程, 对高压运行的后置脱水来说, 当压缩天然气从容器或管路中泄漏时, 泄孔周围会迅速形成一个低温区, 甚至结冰, 这会对设备操作人员造成伤害。

(3) 前置脱水的再生压力为0.3～0.4Mpa, 再生气取自干燥塔的排气, 压力也为0.3～0.4 Mpa, 无压力突降现象。后置脱水的再生压力为0.5～0.8 Mpa, 再生气取自干燥塔的排气或气体储存设备, 压力为15～25Mpa, 两者压差很大, 容易造成再生进气管路冰堵, 导致再生气加热器发生“空烧”情况, 对加热器造成不良影响。

(4) 后置脱水的吸附塔/再生塔压力变化范围大, 在0.5～25 Mpa之间交替运行, 温度在常温～180℃之间变化, 长期使用后, 塔的金属材料可能产生疲劳效应, 加上硫化氢等物质的腐蚀, 存在局部爆裂的可能。

根据观察运行情况, 前置脱水的安全性能优于后置脱水。

2.4 对压缩机的影响

(1) 采用前置脱水时, 进入压缩机的天然气已经脱水处理, 水分、杂质已经去除, 对压缩机的汽缸、活塞及其零件磨损小, 可延长压缩机的使用寿命;后置脱水位于压缩机之后, 天然气的杂质、水分会对压缩机阀件、汽缸和活塞造成磨损, 减少压缩机的使用寿命, 天然气中的酸性物质与水化合会对压缩机的冷却器、分离器及其它部件产生腐蚀。

(2) 前置脱水可实现再生过程再生气零排放, 不会造成进气管网压力波动, 压缩机进气压力稳定;后置脱水的再生气如果回收必须将其引到压缩机进气口, 当再生过程中出现再生障碍时, 势必影响压缩机进气压力的稳定, 对压缩机运行工况造成影响。如果将再生气放空, 以每天再生8小时, 每小时消耗天然气80Nm3计算, 每天将浪费640Nm3天然气。

3 脱水处理效果

根据GB50156-2002《汽车加油加气站设计与施工规范》条文说明, 压缩前的天然气流速应不大于20m/s, 压缩后的流速应不大于5m/s。对前置脱水, 天然气在吸附塔的停留时间较短, 水分未被充分吸附, 脱水效果不很理想, 通常情况下, 脱水处理后的天然气水露点大于-40℃, 如果进站天然气携带水分多, 脱水效果还要差;后置脱水不仅流入的天然气流速低且脱水装置设置了压力保持阀, 防止低压、大流量的天然气进入吸附塔, 使天然气在吸附塔停留的时间延长, 分子筛吸附能力得到充分发挥, 脱水处理后的天然气水露点小于-60℃, 由于后置脱水位于压缩机后, 处理后的天然气不会受到油、水和杂质的污染, 质量稳定。因此, 从处理效果看, 后置脱水优于前置脱水。

4 结论

(1) 在用地面积允许, 进气压力稳定, 进站天然气水分、油分和杂质含量少的情况下, 优先选用前置脱水;

(2) 选用后置脱水, 可保证处理后的天然气品质, 但必须加强安全监管:

(1) 日常运行中需加强查漏, 发现问题立即处理。在设备操作过程中应严格遵守操作规程, 以防发生意外;

(2) 定期检查吸附塔压差的变化, 如发现压差突变, 应及时更换分子筛;

浅析天然气加气站的设计要点 篇8

天然气, 是一种以甲烷为主要成分的气体混合物, 在汽车加气领域, 一般以高压压缩的形式 (简称CNG) 和低温液化的形式 (简称LNG) 应用。由于天然气具备了清洁、高效、技术成熟、储量大等方面的优点, 因而逐渐成为汽油、柴油、液化石油气 (LPG) 等能源的重要替代能源, 逐渐得到大规模的实际应用。

2 天然气加气站基本设计原则

在进行加气站的设计过程中, 应当对设计经验丰富的国家以及关于加气站的相关信息做好充分的了解, 将加气站的发展形势做好合理的掌握, 从而在未来的道路上能够给加气站的性能以及建设保留设计空间。

因此, 设计加气站主要体现在以下几点: (1) 以国外的相关加气站设计与建设经验作为参考, 发展技术标准, 保证天然气加气站建设标准的规范化与安全化, 尽可能缩短其安全距离。 (2) 尽可能将占地面积控制在合理大小, 如CNG加气站宜确保橇装式压缩机站的安装方便, 减少或不建永久性建筑, 从而降低其建设成本、提高运行效益。 (3) 加气站在必要的情况下, 可置保温设备。如果处于寒冷地区, 在采用水冷时, 往往易碰发生水结冰的问题, 给维护工作的开展造成阻碍, 因此, 该地区的加气站压缩机气缸、级间冷却方式, 均应当避免水冷, 而适宜采用风冷。

3 天然气加气站的设计要点分析

3.1 外部设计要点

设计天然气加气站外部结构的要点, 在于控制好主要站内设备与周边道路、房屋以及电力设施等之间的距离, 尤其需要注意合理设置液化天然气 (LNG) 的低温储罐、压缩天然气 (CNG) 储气容器、加气机、加气柱、卸车点与放散口等。其间距不能过小, 从而避免造成安全问题;但也不能取值过大, 导致土地资源的浪费。

3.2 内部设计要点

相关人员在布置工艺设备以及设施等方面, 应当依据相关工艺环节来合理的布置, 并且将里面的设备及其设施间的距离做好恰当的调整, 从而能够达到标准的要求。

3.2.1 罐池区

LNG低温储罐和潜液泵 (LNG泵橇) 都应当设置于罐池以内, 并确保罐池的内部地面相较于外部地面要低1m, 设置有集液池, 可以在发生意外时, 将所泄露的低温LNG液体集中至一起, 从而减缓气化的速率, 从而达到降低危害的目的。为便于操作, 储罐应当集中设置于罐池中部, 而潜液泵、柱塞泵则可以布置于罐池两边。每个LNG储罐应当对应LNG橇、LCNG橇, 从而实现LNG、CNG加气。储罐之间则可以使用液相管、气相管联通, 液相管、气相管则分别与LNG泵橇下、上充进行装管连接, 利用气动控制阀, 确保各个罐的充装与液位平衡, 使两种加气功能, 均可以在最大限度上地利用储存LNG液体。

将站房、卸车点、LNG加气机等设置于罐池一侧, 而将气化器、CNG储气瓶组等设备设置于另一侧, 而LNG (低压) 、CNG (高压) 放散口处, 则需要布置气化器, 罐池与LNG加气岛使用LNG管沟进行连接, 而将储气设施和CNG加气岛使用CNG管沟连接。

3.2.2 罩棚区

对于加气岛的间距设计, 要求其转弯预留半径应当在9m及其以上。在LNG卸车点附近, LNG槽车的转弯, 则应当设计其预留半径在15m及其以上。站内主罩棚加气汽车、LNG槽车路线、辅助罩棚加气汽车的行车路线等, 均应当注意各自分明, 避免相互之间的影响。

4 天然气加气站设计实例分析

4.1 项目概况

本加气站位于某一公交公司的站场内, 主要为站场内的公交车加气, 并预留以后对外经营加气的功能, 在设计上包含LNG以及CNG加气功能。加气站占地面积约3495m2, 设计加气规模为2.5×104m3/d, 主要设施分为土建、工艺等。而在工艺设备的选型方面, 采用了橇装泵设备, 实现了一体化设计, 且占地面积小, 安装工程量少。按照新规范分类, 该站属于LNG/L-CNG二级加气合建站。

4.2 加气站总体布局

本加气站总体布局包括LNG罐池、加气罩棚、站房等单体部分, 其工艺流程如图1所示。LNG罐池位于中间, 而主加气罩棚则设置于罐池的下方, 辅助加气罩棚设置于罐池的上方, 站房则位于罐池的右侧。站房设置有营业厅、配电室和公用室等。该加气站是二级站, 需要设置消防给水系统, 直接采用了市政道路已有供水管道。

4.3 主要工艺设施及其设计要点

由于大多数CNG加气站气源的H2S含量均在国家现行标准、规范所规定的范围以内, 无需在站内脱硫。因此, 当前所设计的CNG加气站工艺设施, 主要包括:脱水装置、储气设施、加气系统、控制系统等。

4.3.1 脱水装置

脱水装置的作用, 主要在于对天然气实施深度脱水, 使天然气水露点达到25MPa, 从而满足最低的环境温度要求。国内外的脱水装置生产厂家通常会依据用户所提供的气源组分、处理气量、工作压力、处理后天然气水露点等要求, 进行合理的设计。而脱水装置则采用的是橇装式, 通常有高压与低压两种, 低压脱水装置设置于天然气压缩前, 高压脱水装置则设置于天然气压缩后。

4.3.2 储气设施

当前常用的CNG加气站储气设备, 通常有两种形式, 即地上储气瓶储气与地下储气井储气, 具体需要根据工程所处地区和实际情况进行综合的比较, 从而选择出最佳的储气方式。

我国现有的地上储气瓶结构形式很多, 排列方式不同, 进出口的接管则主要采用卡套连接, 优势在于容易制造, 投资少, 且维修方便。但设计过程中需要重视安全防范, 保证储气瓶间的良好通风和防火防爆, 做好夏季储气瓶降温工作。

地下储气井储气主要利用的是由钻井套管制作而成, 深达到80~200m的地下储气装置, 其优点在于占地面积少, 地上管道的连接较为简单, 但实际施工制作困难, 且投资大, 不容易进行维修。

4.3.3 加气系统

按照加气枪的数目, 可以将加气机分成双枪枪、四枪两种。在设计过程中, 则应当按照储气设施组数, 选择合适的几线进气方式。若储气设施只有一组或两组, 则应当选择一线进气或二线进气的加气机, 确保其计量精度、安全性能、结构坚固、操作简单以及连机操作等特点。在本加气站中, 所选用的加气机也具备了充装与计量的功能, 质量流量计则采用的是进口产品, 工作状态下的加气流量在0.25m3/min以内。加气软管则设有拉断阀, 便于在发生事故时及时切断气源。

4.3.4 控制系统

CNG加气站的控制系统至关重要, 如果具备较高的自动化程度和完善的功能, 该控制系统即可极大地提高加气站工作效率, 确保加气站运行的安全性。CNG加气站的控制系统则主要包括电源控制、压缩机运行控制、储气系统优先控制、售气控制等部分。

4.3.5 阀门及管道连接

阀门的主要作用在于连接设备与管道、管道与管道。CNG加气站则通常会采用球阀或截比阀, 需要注意的是应当保证阀门的密封性能与安全可靠, 该站所采用的高压球阀工作压力达到25MPa。因为压缩后的天然气管道具备压力高、管径小等特点, 管道焊接比较困难, 并且每道焊缝均须射线探伤, 因此设计中, 高压管道的连接应采用卡套式连接方式。

5 结语

由于人们对于环境的保护意识日益增强, 对于天然气的使用也逐渐普及。而LNG, CNG加气站的建设也成为必须重视的关键, 在LNG, CNG加气站工程的设计过程中, 应当掌握以上的设计要点, 同时积极学习并参考国内外的先进技术, 从而不断提高LNG, CNG加气站的设计水平与质量。

参考文献

[1]唐家辰.刍议压缩天然气加气站的安全设计[J].中国化工贸易, 2015, 7 (32) :46~47.

[2]王梅, 商浩, 李建南, 等.压缩天然气加气站无线远程监控系统设计与实现[J].制造业自动化, 2014 (5) :99~104.

天然气站 篇9

1 天然气压气站模糊风险评价

天然气是一种清洁能源, 在使用过程中产生的污染较少, 但由于压气站在运行时受到各种因素的影响, 导致其安全问题成为制约我国天然气输送系统正常发展的重要因素, 为此, 本文作者通过对国内外的相关研究进行总结, 提出了模糊风险评价。

1.1 基于API581的工艺管道区和压气区失效率计算

对于压气站管道和压力容器来说, 在对其进行失效率的计算时, 可以以工艺管道区组合式过滤分离器SC201为例进行介绍:

在进行风险评价之前, 需要对工艺管道区组合式的过滤分离器的管径以及材料的性能等进行收集, 然后根据压气站现场的实际检测得到过滤分离器的腐蚀速率在0.1MM/a, 通过蒙特卡洛法能够对过滤分离器的腐蚀速率进行准确的计算。此外, 通过该计算方法还能够对2倍或者4倍腐蚀下的失效率进行计算, 通过对组合式过滤器SC201进行检验, 得到其各项参数, 并根据相关计算公式能够得到其损伤因子DF。再对设备的修正系数进行计算, 在计算的过程中可以通过API581参数的查询得到对应的机械因子以及工艺因子等, 通过这些参数能够对组合式分离器的设备修正系数进行计算。在这些参数计算完成之后, 将其带入带失效率的计算公式中, 即:

调整后的失效率=通用失效率×设备修正系数×管理修正系数。

通过数据的带入可以得到不同组合式分离器SC201的每一个孔径的失效率。

1.2 基于模糊原理的剩余区域风险评价

首先是对进出站阀组区的模糊综合风险评价, 下面对进出站阀组区的失效因素进行了简单的罗列:包括一级因素、二级因素直到五级因素, 一级因素为进出站阀组区故障, 二级因素包括管道故障和阀门故障, 此外还有三级因素的管道开裂和管道穿孔等。通过分析可以将这些因素进行矩阵计算, 采用层次分析法等对失效因素的权重值进行确定, 其中阀门故障为一级因素, 命名为u1, 管道故障为二级因素, 命名为u2...通过对矩阵进行计算, 能够得到其最大特征值λmax, 然后对其进行一致性

若满足上式则表明通过了一致性检验。从而得到对应的权重向量和权重值。然后通过对每一级的权重值进行计算, 最终得到进出站阀组区失效率。收发球区和变电区等的模糊综合风险评价, 其原理同进出站阀组区相同。

2 天然气压气站的风险控制研究

天然气作为一种清洁能源, 其在人们日常生活中的使用越来越多, 但由于天然气中的成分大部分都是易燃易爆的轻烷烃, 因此, 若不能对其进行妥善的处理往往会导致严重的安全事故, 为此, 作者提出了天然气压气站的安全控制措施, 即事故应急预案框架, 在我国2006年颁布的事故应急预案中, 对可能发生事故的企业需要提前制定对应的应急预案, 而应急预案框架则是应急救援工作中的重要部分, 其能够在事故发生之后通过有效的控制措施降低事故造成的损失。

在进行应急预案制定时, 需要遵循以下几点原则:首先是以人为本, 事故发生之后, 压气站需要首先保证员工的安全, 最大程度上减少事故中的人员伤亡。然后则是预防为主, 由于压气站发生事故后往往会造成较大的经济损失, 因此, 需要对每一项危险设施都设定对应的应急预案, 并通过加强日常的检查和防护降低事故发生的几率。然后是加强管理, 根据相关法律法规可以得知, 对于应急预案, 其需要加强日常的管理, 通过建立完善的管理制度来增强应急预案的实际使用效果。此外, 还需要定期采取应急演习, 通过演习使所有员工了解应急预案的内容, 在发生事故后能够采取正确的应对措施。

而对于应急预案的内容, 其需要包含以下几个方面:

首先是综合应急预案, 该预案需要从总体上对事故的处理方针等进行阐述, 并对应急组织的职责等进行明确的规定。

然后是专项应急预案, 其主要是针对具体的事故制定的预案, 像火灾和爆炸事故等, 对于不同的事故, 其采取的专项应急预案之间存在着一定的差异, 只有选择对应的专项预案才能保证救援的有效性。最后则是现场处置方案, 该方案主要是针对具体的岗位和设施等采取对应的应急处理, 需要方案简单直接, 能够使相关人员熟练掌握。

3 结语

我国的天然气正处在高速发展的时期, 因此, 一旦发生安全事故, 往往会对人民的生命财产安全造成巨大的危害, 本文对天然气压气站进行了模糊风险评价和控制措施的研究。

参考文献

[1]王薇, 杨郁生, 宋淑云, 刘冰.天然气压气站场风险计算与措施分析[J].石油规划设计, 2011, 04:34-37+56.

天然气站 篇10

天然气压气站的主要功能是接上游压气站来气, 经压缩机增压后输送到下游站场。西气东输二线压气站大多使用的是燃驱压缩机, 通过燃烧天然气带动压缩机运转给天然气增压。燃驱压缩机运转时要自耗天然气, 站场需设置燃料气撬将减压后的天然气供给压缩机组使用。天然气减压后温度会下降, 在调压前电加热器需对天然气加热, 防止调压后天然气温度骤降导致管线冰堵。目前压缩机燃料气的工艺流程为:进站天然气—过滤分离—燃料气撬加热调压—压缩机燃料气撬加热调压—供压缩机组燃烧使用。燃料气撬调压后压力一般为4MPa, 实际运行中天然气压力每降低1MPa其温度下降约4.5℃。压缩机燃料气撬出口压力控制在2MPa, 出口温度为30℃。

如果将压缩机出口天然气作为燃料气气源, 调压前不需要对天然气加热, 节省了电能。然而, 天然气经压缩机增压时需要燃烧天然气, 增压后的那部分天然气作为燃料气使用时实际上就是额外消耗了一部分的天然气。调压前加热器对天然气加热也需要消耗电能, 下面讨论额外消耗的天然气是否比天然气加热时消耗的电能更经济。

2 方案举例及讨论

表1为压气站冬季和夏季运行参数的统计值。

2.1 冬季运行

增压10.522万标方的天然气需消耗的天然气为10.522÷5363.41×10.522=0.02064万标方=206.4标方。将10.522万标方的天然气从15.83℃加热到47.14℃需要吸收的热量Q=CMΔT, 其中C为天然气比热容, 其值为2160 J/ (kg·℃) , M为10.522万标方的天然气质量 (单位为kg) , ΔT为天然气升高的温度 (单位为℃) , 其值为47.14—15.83=31.31℃。在标况下天然的压力为101.325K, 温度为293.15K, 由理想气体状态方程PV=NRT可计算出M=10.522×104×103÷22.4×273.15÷293.15×16g=70029×103g=70029kg, 则Q=CMΔT=2160J/ (kg·℃) ×70029kg×27℃=4084115863J, 由1W=1J/s可以算出Q=4084115863J=4084115863ws=4084115863÷103÷3600kwh=1134.5kwh, 考虑电加热器热转化效率低于和保温层热损失, 电加热器工作一天的实际耗能大于1134.5kwh。

2.2 夏季运行

增压10.149万标方的天然气需消耗的天然气为10.149÷5160.69×10.149=0.01995万标方=199.5标方。将10.149万标方的天然气从24.7℃加热到55.2℃需要吸收的热量Q=C MΔT, 其中C为天然气比热容, 其值为2160 J/ (kg·℃) , ΔT为天然气升高的温度 (单位为℃) , 其值为55.2—24.7=30.5℃。M为10.149万标方天然气天然气的质量 (单位为kg) , 在标况下天然的压力为101.325K, 温度为293.15K, 由理想气体状态方程PV=NRT可计算出M=10.5×104×103÷22.4×273.15÷293.15×16g=67546×103g=67546 kg, 则Q=CMΔT=2160 J/ (kg·℃) ×67546kg×24℃=3501584640J, 由1W=1J/s可以算出Q=3501584640J=3501584640ws=3501584640÷103÷3600kwh=972.66kwh, 考虑电加热器热转化效率低于和保温层热损失, 电加热器工作一天的实际耗能大于972.66kwh。

3 可行性分析

3.1 能耗对比

目前工业电价格均在0.7元/度至0.8元/度, 冬季运行时1134.5kwh电能的价格为794—907元, 假设以794—907元购买206.4标方天然气, 则天然气价格为3.84—4.39, 而目前压气站天然气成本远远低于此值。由此对比可以看出将压缩机出口天然气作为燃料气气源可以大幅度缩减企业运营成本。夏季运行时972.66kwh电能的价格为680.8—778元, 假设以680.8—778元购买199.5标方天然气, 则天然气价格为3.41—3.90, 而目前压气站天然气成本远低于此值。由此对比可以看出将压缩机出口天然气作为燃料气气源可以大幅度缩减企业运营成本。

3.2 可靠性对比

电加热器在使用过程中会出现各种故障, 影响燃料气的正常供给, 将压缩机出口天然气作为燃料气气源只需从压缩机出口管线连一根管道到燃料气撬调压阀前, 管道中间加装阀门控制气源的通断, 其可靠性较高。

4 结论